К оглавлению

Опыт разработки Ромашкинского нефтяного месторождения

Г.Г. Вахитов, С.А. Султанов

Геологическое строение Ромашкинского нефтяного месторождения характеризуется большими размерами залежи, значительной расчлененностью продуктивного горизонта Д_I, неоднородностью коллекторов, огромной водо-нефтяной зоной, наличием гидродинамической связи между продуктивными пластами, а также между горизонтами Д_I и Д_II.

Основная промышленная залежь нефти приурочена к коллекторам пашийского горизонта Д_I залегающим на глубине 1650-1850 м.

Продуктивный горизонт сложен песчаниками и алевролитами, образующими более или менее выдержанные пласты, и разделенными аргиллитовыми практически непроницаемыми породами.

Общая мощность коллекторов пашийской свиты колеблется от нескольких метров до 30-50 м.

В пашийском горизонте в настоящее время выделяется пять нефтеносных пластов - а, б, в, г и д (рис. 1), каждый из которых или монолитен, или разделен пропластками на две-три части.

Часто отдельные пласты замещаются плотными, малопроницаемыми алевролитами, также отмечаются участки слияния двух, а иногда и более пластов. В результате слияния пластов между ними возникает гидродинамическая связь. Она выражена значительно слабее между пластами верхней пачки а, б и в, которые характеризуются худшими коллекторами и часто, особенно на центральных площадях, выклиниваются.

Наибольшая мощность и наилучшие коллекторские свойства наблюдаются у нижних пластов г и д, нефтеносных в основном только на центральной части месторождения.

Проницаемость коллекторов горизонта Д_I изменяется на небольших расстояниях от десятков миллидарси до 600-1000 миллидарси и более, пористость равна 20-25 %.

Эти особенности Ромашкинского месторождения потребовали принципиально нового подхода к его разработке, так как ни одна из известных систем разработки не могла обеспечить достаточно высоких темпов отбора нефти при возможно более полном извлечении ее из недр. При разработке месторождения пластовое давление поддерживается внутриконтурным заводнением.

По генеральной схеме разработки месторождения, составленной ВНИИНефтью, предусматривается искусственное разрезание залежи нефти горизонта Д_I рядами нагнетательных скважин на 23 площади с самостоятельной системой размещения скважин на каждой из них.

Линии разрезания проведены с учетом положения контуров нефтеносности, мощности, проницаемости и структурных особенностей месторождения.

Продуктивный горизонт Д_I, состоящий из нескольких пластов, вскрывается общим фильтром в нагнетательных и эксплуатационных скважинах, так как раздельная разработка каждого из пластов самостоятельной системой скважин была бы нерентабельна.

Каждая площадь разрабатывается по проекту, учитывающему ее особенности.

Метод поддержания пластового давления внутриконтурным заводнением позволил начать разрабатывать в первую очередь наиболее продуктивные центральные площади месторождения.

В настоящее время введены в эксплуатацию Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская, Южно-Ромашкинская, Восточно-Сулеевская и Альметьевская площади. В процессе освоения находятся Зеленогорская, Азнакаевская, Алькеевская и Зай-Каратаевская площади.

Характеристика осуществляемой системы размещения скважин по некоторым площадям приведена в таблице.

Остальные площади месторождения находятся в стадии дополнительной разведки. При проектировании разработки их границы увязываются с границами центральных площадей, а ширина устанавливается из возможности расположения 5-7 рядов эксплуатационных скважин. Число эксплуатационных рядов определяется положением контуров нефтеносности пластов горизонта Д_I. Например, на Лениногорской площади, исходя из положения контура нефтеносности по пласту б, число эксплуатационных рядов приняли равным шести. Ширина полосы при этом 6-6,5 км.

Скважины разрезающих рядов часто вскрывают пласты горизонта Д_I с резко различной литолого-фациальной характеристикой. Этим обусловлена различная приемистость воды отдельными пластами. Более чем пятилетняя практика эксплуатации отдельных площадей месторождения показала, что из-за неоднородности коллекторов горизонта Д_I невозможно выбрать такие линии разрезания, которые одинаково бы удовлетворяли требованиям, предъявляемым к ним, и обеспечивали закачку необходимого количества воды в каждый пласт. Отдельные пласты (по той же причине) заводняются по-разному. Поэтому возникла необходимость осуществлять раздельную закачку на отдельных участках линий разрезания.

Замеры расходомерами в 20 скважинах разрезающего ряда, оконтуривающего Абдрахмановскую площадь, показали, что в большинстве случаев закачиваемая вода идет только по наиболее мощным и проницаемым пластам. Например, в скв. 1014 пласты а и б воду не принимают, в то время как в пачку пластов гд поступает 805 м³/сутки воды. В скв. 1004 в пласт б вода не идет, пласт в принимает 183 м³/сутки, пачка пластов г,д - 253 м³/сутки.

Многие скважины исследовались изотопами, в результате чего также выяснилось, что вода, закачиваемая в нагнетательные скважины, идет не во все пласты.

При раздельной закачке воды условия разработки улучшаются. В настоящее время по оконтуривающему разрезающему ряду Абдрахмановской площади в семи скважинах осуществляется раздельная закачка. В большинстве скважин вода идет во все закачиваемые пласты. Лишь в скв. 900 пачка пластов гд воду не принимает, а пласты бив принимают по 218 м³/сутки.

Однако недостаточная изученность взаимодействия нагнетательных и эксплуатационных скважин по отдельным пластам и отсутствие специального оборудования задерживают широкое применение раздельной закачки.

На Павловской площади для раздельной закачки потребовалось бурение в разрезающем ряду дополнительных нагнетательных скважин на отдельные пачки пластов и применение более высокого давления (до 130-150 ат на устье) при закачке воды в верхнюю пачку пластов.

В генеральной схеме разработки Ромашкинского месторождения предлагалось поддерживать на линиях разрезания давление выше начального пластового. Однако Выездная сессия техсовета, Центральная комиссия по разработке нефтяных месторождений и коллегия бывшего МНП СССР, опасаясь возможных перетоков между горизонтами Д_I и Д_II, рекомендовали эксплуатировать месторождение при давлении на линиях нагнетания, равном начальному, т.е. 175 ат.

Опыт разработки центральных площадей показал, что при расположении нагнетательного ряда скважин на расстоянии 2000 м от первого эксплуатационного ряда и при давлении на линии разрезания порядка 175 ат на вторые и третьи ряды по верхним пластам закачка влияет недостаточно. Поэтому в дальнейшем пришлось бурить дополнительные разрезающие ряды скважин и на многих участках поднять давление до 180-220 ат [3].

Сначала Миннибаевская, Абдрахмановская и Павловская площади были разбурены тремя кольцевыми рядами эксплуатационных скважин. Первый ряд располагался в 2000 м от линии разрезания. По решению Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений от 5 апреля 1957 г. на всех трех площадях были пробурены нулевые ряды эксплуатационных скважин в 1300 м от линии разрезания.

На Миннибаевской и Абдрахмановской площадях дополнительные разрезающие ряды располагались на расстояниях соответственно 1000 и 1300 м от третьего эксплуатационного ряда [1].

На Павловской площади по решению нефтяной секции Технико-экономического совета Татсовнархоза от 17 октября 1959 г. в центре должен быть пробурен дополнительный разрезающий ряд.

На Восточно-Сулеевской, Зеленогорской и Южно-Ромашкинской площадях постановлением Татсовнархоза от 23 сентября 1960 г. также рекомендуется ввести в эксплуатацию временно законсервированные центральные полосы площадей.

В настоящее время в проектах, составляемых ТатНИИ, предусматривается повышение давления в разрезающих рядах по верхней пачке пластов до 200 ат.

Возможные зоны перетоков на центральных площадях, обусловленные существованием литологических «окон» между горизонтами Д_I и Д_II, показаны на рис. 2. Зоны литологических «окон» занимают незначительные площади и расположены на линиях разрезания и в районе эксплуатационных скважин.

Контроль за взаимодействием горизонтов осуществляется при помощи специально пробуренных пьезометрических скважин.

В настоящее время фонд пьезометрических скважин по горизонтам Д_I, Д_II, Д_III и Д_IV составляет соответственно 42, 16 и 3.

На всех вводимых в разработку площадях для сокращения потерь нефти на линиях разрезания и ускорения создания сплошного фронта воды нагнетательные скважины осваивались под закачку через одну. При этом промежуточные скважины эксплуатировались на нефть до их обводнения.

Однако в настоящее время еще не удалось создать сплошной фронт нагнетаемой воды на всех участках линий разрезания, особенно по верхним пластам.

Эксплуатация промежуточных скважин в течение продолжительного времени недостаточно удовлетворяет этим задачам, так как приводит к быстрому повышению пластового давления на линии нагнетания, резко снижает приемистость нагнетательных скважин, намного удлиняет сроки создания сплошного фронта воды и способствует неравномерному его продвижению. Так, например, в разрезающем ряду, оконтуривающем Абдрахмановскую площадь, до сих пор эксплуатируется на нефть более 10 скважин.

Для создания сплошного фронта закачиваемой воды ищут новые пути. Одно из направлений ускоренного создания сплошного фронта воды на линии разрезания - это интенсивная эксплуатация на нефть промежуточных скважин при резком (временном) ограничении отбора нефти из эксплуатационных рядов.

После длительного отставания закачки воды от отбора нефти к настоящему времени в целом по месторождению достигнуты положительные результаты [1] на всех площадях растет пластовое давление, увеличивается дебит скважин, уменьшается бездействующий фонд и часть насосных скважин переводится на фонтанный способ добычи.

Анализ фактического материала и гидродинамические расчеты показывают, что по отдельным пластам отбор нефти не соответствует закачке воды.

Например, расчеты, выполненные Г.В. Кляровским в Лаборатории анализа разработки нефтяных месторождений ТатНИИ, показали, что на Павловско-Восточно-Сулеевском участке из нижних пластов добывается всего лишь 100-200 т нефти.

В то же время в нижние пласты нагнетается около 2500 м³/сутки, т. е. более половины закачиваемой на этом участке воды.

На Южно-Ромашкинско - Зай-Каратаевском участке больше половины нефти извлекается из верхних пластов.

Из закачиваемой в разрезающий ряд этого участка 9000 м³/сутки воды почти 6000 м³/сутки нагнетается в нижние пласты.

Приведенные примеры наиболее характерны и обусловлены литологическими особенностями пород горизонта Д_I.

Несоответствие отбора нефти и закачки воды в пласты стало выявляться еще в 1957 г. [2]. На Павловской площади, затем и на других площадях был выполнен значительный объем работ в скважинах по дострелу и перестрелу колонн с целью приведения в соответствие отбора и закачки по отдельным пластам. Как уже указывалось выше, с этой же целью нефтепромысловые управления начали работы по раздельной закачке воды в отдельные пласты одной скважины при различном давлении, по ограничению закачки по высокопроницаемым пластам и т. д.

Для регулирования перемещения контуров нефтеносности и увеличения нефтеотдачи в условиях литолого-фациальной изменчивости продуктивного горизонта генеральной схемой разработки предусматривается уплотнение начальной сетки скважин по мере установления неоднородности пластов. Резерв скважин для уплотнения составляет около 30% от общего количества запроектированных скважин.

В утвержденных проектах плотность расположения скважин на отдельных площадях колеблется от 24 до 60 га на одну скважину.

В нагнетательных рядах бурение первых уплотняющих скважин начато в 1959 г. Прежде всего уплотняется разрезающий ряд, оконтуривающий Павловскую площадь. Для усиления закачки по верхним пластам здесь предусмотрено бурение 19 дополнительных нагнетательных скважин. Одновременно с этой же целью запроектировано дополнительное разрезание по центру Павловской площади верхней пачки пластов десятью скважинами и нижней пачки девятью скважинами.

Дальнейшая необходимость уплотнения скважин в эксплуатационных рядах будет выясняться по мере изучения взаимодействия скважин и пластов, а также характера продвижения фронта воды.

Капитальные затраты на бурение дополнительных скважин включены в проектную себестоимость добываемой нефти.

Контроль за процессом разработки месторождения (за перемещением контуров нефтеносности, изменением пластового давления, состоянием температурного режима пласта, взаимодействием между горизонтами Д_I и Д_II и т. д.) осуществляется исследованиями в специально пробуренных контрольных и пьезометрических, а также в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.

Однако контроль за работой отдельных пластов еще неудовлетворителен из-за недостаточного количества исследовательской аппаратуры (глубинных расходомеров, дебитомеров, дистанционной глубинной аппаратуры, специальных малогабаритных кабелей и прибора ННК, НГК и т.д.), исследовательских машин и бригад.

Таким образом, основным недостатком разработки Ромашкинского месторождения является неполный охват закачкой всех пластов горизонта Д_I из-за их неоднородности и недостаточной эффективности мероприятий по созданию сплошного фронта воды на линиях разрезания.

При разработке Ромашкинского месторождения возникла необходимость выяснить характер и степень возможного охлаждения продуктивных пластов в связи с закачкой в них больших объемов холодной воды, так как за последние годы объем закачиваемой воды значительно возрос и в разработку вступили наиболее продуктивные площади. Для детального изучения термических условий разработки Ромашкинского месторождения ТатНИИ с работниками промыслов проводит в большом объеме промыслово-экспериментальные исследования. Результаты этих исследований показали, что температура продуктивных пластов горизонта Д_I на уровне его кровли изменяется от 31 до 42° С на центральных площадях месторождения в зависимости главным образом от глубины залегания горизонта Д_I

В процессе разработки месторождения отмечается некоторая тенденция к снижению пластовой температуры, не превышающему пределов точности применяемых термометров.

По данным длительных наблюдений за температурой заводняемых пластов отмечается, что охлаждение их имеет локальный характер. Радиус зоны охлаждения пласта вокруг нагнетательных скважин, даже при длительной закачке воды в пласт (в течение 4- 5 лет), не достигает 500 м, хотя температура нагнетаемой воды на глубине интервала поглощения колеблется от 10 до 25° С (в зависимости от времени года). Установлено, что пластовая температура практически не зависит от изменения давления в пласте [4, 5].

Результаты проведенных исследований дают основание полагать, что длительная закачка огромных количеств холодной воды в нефтяную часть продуктивных пластов Ромашкинского месторождения за истекший период разработки существенно не повлияла на их тепловое состояние.

Параллельно с промысловыми исследованиями в Лаборатории физики пласта И.Ф. Глумов проводил специальные исследования по определению температуры начала кристаллизации парафина из пластовой нефти в процессе ее непрерывной фильтрации в пористой среде. Для пластовых нефтей Ромашкинского месторождения этот параметр изменяется от 18,3 до 22,2° С [6].

Сопоставление данных изучения температурного режима пласта Д_I и температуры выпадения парафина из пластовой нефти в пористой среде показывает, что в настоящее время нет оснований утверждать, что при внутриконтурном заводнении закачка холодной воды в нефтенасыщенную часть пласта может привести к выпадению парафина в нем и, как следствие этого, к резкому уменьшению нефтепроницаемости и нефтеотдачи пласта.

Состояние разработки месторождения детально рассматривалось на расширенном заседании нефтяной секции Технико-экономического совета Татсовнархоза в октябре 1959 г. и Экспертной комиссией Госплана СССР в 1960 г.

Было отмечено, что разработка Ромашкинского нефтяного месторождения с поддержанием пластового давления законтурным и внутриконтурным заводнениями является большим достижением отечественной науки и техники.

Однако есть еще ряд недостатков, несвоевременное устранение которых может привести к потерям нефти в недрах, а именно - недостаточный контроль и регулирование процессов заводнениями, несоответствие отборов нефти и закачки воды по отдельным пластам, отсутствие сплошного фронта нагнетаемой воды по линиям разрезания, отсутствие раздельной закачки воды и отбора жидкости по пластам и т. д.

В настоящее время Управление нефтяной промышленности Татсовнархоза разрабатывает и внедряет ряд мероприятий, направленных на устранение этих недостатков.

ЛИТЕРАТУРА

1. Вахитов Г.Г., Еронин В. А., Мальцев М.В., Чоловский И.П. Текущее состояние и задачи дальнейшей разработки Ромашкинского месторождения Татарской АССР. НХ, № 7, 1958.

2. Блинов А.Ф., Вахитов Г.Г., Мельникова Н.А., Султанов С.А., Мамлеев Р.Ш. Пути увеличения добычи нефти по Павловской площади Ромашкинского месторождения. Технический бюллетень объединения Татнефть, № 6, 1957.

3. Еронин В.А., Мальцев М.В., Вахитов Г.Г., Султанов С.А. Внедрение новой техники при разработке нефтяных месторождений Татарии. НХ, № 10, 1957.

4. Кострюков Г.В., Голиков А.Д. Влияние закачки холодной воды па температуру пласта. Татарская нефть, № 7, 1959.

5. Кострюков Г.В., Голиков А.Д. Некоторые данные о температуре нефтяных пластов горизонта Д_I. Татарская нефть, № 1, 1960.

6. Отчет ТатНИИ по теме № 22 «Изучение состояния пласта и физико-химических свойств насыщающих его жидкостей в процессе разработки нефтяного месторождения». Этапы 1, II, III. 1959.

ТатНИИ

Таблица

Площади *	Расстояние от нагнетательного до первого эксплуатационного ряда, м	Система размещения эксплуатационных скважин (сетка), м
Миннибаевская (периферия)	1300	От 600 X 700
Миннибаевская (центр)	1000	до 600 X 1000 500 X 600
Абдрахмановская	1300	От 600 X 700
Восточно-Сулеевская	1200	до 600 X 1000 400 X 600
Павловская	1300	От 600 X 700
		до 600 х 1000
Южно-Ромашкинская	1200	400 X 600
Алькеевская	1500	600 X 750
Зеленогорская	1500	400 X 600
Лениногорская	1200	650 X 800

* Расстояние между нагнетательными скважинами на Лениногорской площади 425-850 м, а на остальных площадях 500 м.

Рис. 1.

Рис. 2. Схематическая карта зон слияния горизонтов Д_I и Д_II.

1 - места слияния горизонтов Д_I и Д_II.